Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
І.М. Ковбасюк, Б.А. Тершак,
О.С. Бейзик, І.І. Витвицький,
О.Б. Марцинків
ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ
2005
МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
Івано-Франківський національний технічний
університет нафти і газу
І.М. Ковбасюк, Б.А. Тершак,
О.С. Бейзик, І.І. Витвицький,
О.Б. Марцинків
ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ
з дисципліни "Технологія буріння нафтових і газових свердловин"
для студентів спеціальності – Видобування нафти і газу
Івано-Франківськ
2005
МВ 02070855 – 1538 – 2005
УДК 622.245
Ковбасюк І.М., Тершак Б.А., Бейзик О.С., Витвицький І.І., Марцинків О.Б. Лабораторний практикум. – Івано-Франківськ: Факел, 2005. – 60 с.
Лабораторний практикум підготовлений відповідно до робочої програми дисципліни “Буріння нафтових і газових свердловин” для студентів спеціальності в «Видобування нафти і газу» і може бути рекомендований для вивчення студентами інших спеціальностей, яким читають дисципліну, для підготовки та виконання лабораторних робіт.
У лабораторному практикумі містяться роботи, які охоплюють окремі питання буріння, кріплення та випробування свердловин.
Рецензент:
Оринчак М.І. – канд.техн.наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин ІФНТУНГ
Заступник НТБ
з комп’ютеризації В.В. Бабійчук
Дане видання – власність ІФНТУНГ. Забороняється тиражування та розповсюдження.
УДК 622.245
МВ 02070855 – 1538 – 2005
Ковбасюк І.М., Тершак Б.А., Бейзик О.С., Витвицький І.І., Марцинків О.Б. Лабораторний практикум. – Івано-Франківськ: Факел, 2005. – 60 с.
Лабораторний практикум підготовлений відповідно до робочої програми дисципліни “Буріння нафтових і газових свердловин” для студентів спеціальності «Видобування нафти і газу» і може бути рекомендований для вивчення студентами інших спеціальностей, яким читають дисципліну, для підготовки та виконання лабораторних робіт.
У лабораторному практикумі містяться роботи, які охоплюють окремі питання буріння, кріплення та випробування свердловин.
Рецензент: канд.техн.наук, доцент кафедри буріння нафтових і газових свердловин ІФНТУНГ Оринчак М.І.
Дане видання – власність ІФНТУНГ. Забороняється тиражування та розповсюдження.
зміст
|
стор. |
|
|
вступ |
4 |
|
Лабораторна робота №1 Вивчення класифікації та конструкції породоруйнуючого інструмента |
5 |
|
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №2 Вимірювання основних параметрів промивальних рідин |
10 |
|
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №3 Регулювання параметрів бурових розчинів |
29 |
|
Лабораторна робота №4 Визначення фізичних властивостей порошкоподібних тампонажних матеріалів |
35 |
|
Лабораторна робота №5 Визначення фізичних властивостей тампонажних суспензій |
42 |
|
Лабораторна робота № 6 аналіз процесу випробування пласта за діаграмами тисків |
48 |
|
Перелік посилань на джерела |
59 |
Лабораторні роботи для студентів не бурових спеціальностей проводяться у обсязі 18 годин.
При виконанні робіт студент:
– вивчає прилади для контролю основних параметрів бурових і тампонажних розчинів;
Основна мета робіт – закріпити теоретичні знання, отримані в лекційному курсі.
В лабораторному практикумі наведені методи визначення технологічних параметрів промивальних рідин, тампонажних сумішей та матеріалів, а також регулювання їх властивостей хімічними реагентами.
Лабораторна робота № 1
Вивчення класифікації та конструкції
породоруйнуючого інструмента
Мета роботи: вивчити класифікацію та конструкцію породоруйнуючого інструмента.
Теоретичні відомості
Породоруйнуючі інструменти (бурові долота) призначені для зосередженої передачі енергії гірській породі з метою її руйнування і формування вибою свердловини.
Породоруйнуючий інструмент класифікують:
за призначенням:
для буріння суцільним вибоєм (без відбору керну);
для буріння кільцевим вибоєм (з відбором керну);
спеціального призначення;
за характером взаємодії з породою:
2.1 ріжуче-стираючого типу;
2.2 подрібнююче-сколюючого типу;
2.3 ріжуче-сколюючого типу;
3) за конструкцією озброєння:
3.1 лопатеві;
3.2 шарошкові;
3.3 алмазні і твердосплавні.
Найчастіше у практиці буріння застосовують шарошкові долота. Тому детальніше зупинимося на вивченні їх конструкції.
Шарошкові долота за кількістю шарошок бувають 1-, 2-, 3-, 4-, 6 шарошкові.
Тришарошкові долота для суцільного буріння випускають для високообертового (турбінного способу) буріння – ЦВ і ГВ та низькообертового (роторного способу) буріння – ГН, ГНУ, ГАУ.
Шарошкові долота діаметром до 393,7 мм випускають у вигляді зварних секцій (секційні), а долота розміром 444,5 мм і 490 мм є корпусними. Вони мають литі корпуси і приварені до них електрозварюванням лапи зі шарошками.
Секційні виготовляють зварюванням між собою трьох кованих секцій (лап). На цапфах з допомогою підшипників закріплюють шарошки, які мають породоруйнуючі елементи, конструкція яких визначається механічними та абразивними властивостями гірських порід. Для проходження промивальної рідини долото має промивальні отвори.
Форми і розміщення породоруйнуючих елементів на шарошках. Залежно від типу розбурюваних порід породоруйнуючі елементи шарошок бувають фрезерованими або вставними, виготовленими із твердих сплавів. На всіх шарошках вони розташовані концентричними вінцями. Всім вінцям шарошок присвоєні буквенні індекси в напрямку від вершини до основи: А, Б, В, Г. Вінець, розміщений в основі шарошки, називається периферійним.
Шарошки доліт типу М, МС, С, СТ і Т мають фрезеровані зубці. Висота і крок зубців зменшуються, а кут при вершині зубця збільшується від типу М до типу Т.
Шарошки доліт типу М мають найменшу кількість вінців, а доліт типу Т – найбільшу.
Оскільки периферійні вінці шарошок часто уражають одну і ту ж ділянку вибою, тому зубці на периферійних вінцях виконані у вигляді Г-, Т- або П-подібної форми.
Шарошки доліт типу МСЗ, ТК на внутрішніх вінцях мають фрезеровані зубці, а на периферійних вінцях – вставні зубці із твердого сплаву зі сферичною породоруйнуючою поверхнею.
Шарошки доліт типів К і ОК мають на всіх вінцях зубці із твердого сплаву зі сферичною породоруйнуючою поверхнею.
Шарошки доліт типів МЗ, СЗ, ТЗ і ТКЗ, що призначені для буріння абразивних порід, оснащені твердосплавними зубцями клиноподібної форми. Кількість вінців і зубців збільшується від типу МЗ до типу ТКЗ.
Опори шарошок. Опора шарошки призначена для передачі осьового навантаження від корпуса долота до озброєння з мінімальною втратою внутрішньої енергії і виконана у вигляді комбінації радіальних, радіально-опорних та опорних підшипників. При цьому обов’язкова наявність радіально-опорного підшипника двосторонньої дії (замкового).
Найбільш розповсюджені такі типи опор:
В – всі підшипники кочення;
Н – один підшипник ковзання, решта – кочення;
А – два і більше підшипники ковзання, решта – кочення.
Випускають долота з відкритими та герметизованими опорами. Герметизовані опори мають ущільнюючі кільця та лубрикатор для вирівнювання тисків. У шифрі долота позначають буквою У.
Промивальні отвори. Ефективність роботи доліт у свердловині в значній мірі залежить від ступеня очищення вибою від розбуреної породи. Зруйновану породу необхідно своєчасно видаляти з вибою свердловини, що досягається не тільки подачею до вибою достатньої кількості промивальної рідини, але і застосуванням раціональних конструкцій і схем розміщення промивальних отворів у долоті.
За розміщенням і конструкцією каналів шарошкові долота поділяються на:
з центральним промиванням – Ц;
з боковим (гідромоніторним) промиванням – Г;
з центральним продуванням – П;
з боковим продуванням – ПГ.
В шифр долота послідовно входять:
Приклади шифрів доліт:
ІІІ 215,9 ТЗ-ЦВ – тришарошкове долото діаметром 215,9 мм для буріння твердих абразивних порід з центральною системою промивки, всіма підшипниками кочення, негерметизованою опорою.
ІІІ 215,9 С-ГНУ – тришарошкове долото діаметром 215,9 мм, для буріння середніх порід з гідромоніторною системою промивки, одним підшипником ковзання і двома кочення та герметизованими маслонаповненими опорами.
ІІІ 190,5 тз-ГАУ – тришарошкове долото діаметром 190,5 мм, для буріння м’яких абразивних порід з гідромоніторною системою промивки, двома підшипниками ковзання і герметизованими маслонаповненими опорами.
Порядок виконання роботи
Контрольні запитання
Для чого призначені бурові долота?
Як поділяються бурові долота за призначенням?
Як поділяються бурові долота за характером взаємодії з породою?
Як поділяються бурові долота за конструктивним виконанням?
Які геометричні параметри характеризують озброєння долота?
Як змінюється геометрія озброєння доліт із збільшенням твердості гірських порід?
Як у шифрі долота виражається характеристика озброєння?
В якому порядку нумерують вінці шарошок?
На чому базується нумерація шарошок долота?
Як у шифрі долота виражена конструкція опори?
Як впливає абразивність порід на конструкцію долота?
Як у шифрі долота виражена промивальна система?
Дати характеристику і область застосування доліт:
ІІІ 215,9 ТКЗ – ЦВ;
ІІІ 215,9 М – ПГВ;
ІІІ 269,9 СТ – ГН;
ІІІ 295,3 СЗ – ГНУ;
ІІІ 215,9 МЗ – ГАУ.
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №2
ВИМІРЮВАННЯ основних параметрів
промивальних рідин
Мета роботи: вивчення методики та приладів для визначення основних параметрів промивальних рідин.
2.1 Вимірювання густини бурового розчину
Густина бурового розчину - це маса (т) одиниці його
об’єму (V), [кг/м3]
. (2.1)
Густина бурового розчину характеризує його здатність виконувати у свердловині певні гідростатичні та гідродинамічні функції:
– утримувати у змуленому стані і виносити із свердловини частинки вибуреної породи;
– створювати протитиск на стінки свердловини та продуктивні пласти з метою попередження флюїдопроявів і збереження цілісності стінок свердловини;
– зменшувати вагу колони бурильних та обсадних труб;
– сприяти роботі породоруйнуючих інструментів.
Сучасна технологія буріння свердловин передбачає вибір густини бурового розчину з умови запобігання ускладнень по розрізу свердловини. Для вибору величини густини визначальними є пластовий тиск флюїдів, тиск поглинання бурових розчинів і тиск гідророзриву гірських порід. Тиск у свердловині повинен запобігати некерованому припливу в неї пластових флюїдів, виникненню поглинання бурового розчину чи гідророзриву гірських порід. При бурінні тиск у свердловині контролюється шляхом вимірювання густини бурового розчину.
Розрізняють істинну та уявну густини. Густина бурового розчину без газу називається істинною або дійсною, а густина бурового розчину, який містить газовий компонент – уявною.
Для вимірювання густини бурового розчину використовують переважно ареометри та важільні ваги, зрідка пікнометри.
Бурові підприємства оснащені ареометрами АГ-1, АГ-2 і АГ-3ПП. За своєю конструкцією вони подібні, але прилад АГ 3ПП має точнішу ціну поділок та шкалу поправок, тому подається будова і робота ареометра АГ-3ПП, як сучаснішого.
Ареометр АГ-3ПП (рис. 2.1) складається зі стакана 2 постійного об’єму, який заповнюється буровим розчином і прикріплюється до поплавка 3. На поверхні циліндричної частини поплавка 4, закритої корком 6, нанесено дві шкали 7 для вимірювання густини в межах 900-1700 і 1600-2400 кг/м3. Другою шкалою користуються при знятому тягарці 1.
Прилад зберігають у футлярі-відрі 5, що закривається кришкою 6, якою відбирають пробу бурового розчину. Ціна однієї поділки шкали ареометра 10 кг/м3 (0,01 г/см3).
Слід зазначити, що на шкалі ареометра нанесені значення питомої ваги в Г/см3. При таких одиницях вимірювання значення питомої ваги і густина бурового розчину співпадають, тобто 1 Г/см3 = 1 г/см3 = 1000 кг/м3.
1. Відкрити кришку-футляр відра і дістати ареометр.
2. Заповнити відро водою.
3. Від’єднати поплавок 3 від стакана 2.
4. Перевірити чистоту стакана та поплавка і при необхідності промити їх водою.
Перевірка приладу в лабораторних умовах повинна виконуватися перед кожним циклом замірів, на бурових – не менше одного разу за місяць.
1. Встановити стакан у вертикальне положення і наповнити його водою.
2. З’єднати поплавок зі стаканом
3. Занурити прилад у відро з водою. При цьому рівень води у відрі повинен співпадати з поділкою на лівій шкалі, яка відповідає густині 1000 кг/м3 (1 Г/см3) або на поправочній шкалі з нульовою позначкою. При невідповідності показів вводять коригуючу поправку. Для тарування ареометра у циліндричній частині поплавка 4 є дробинки, які вилучають або додають залежно від показів ареометра. Точність вимірювання ареометра 10 кг/м3 (0,01 г/см3).
Рисунок 2.1 - Ареометр АГ-3ПП
1. Відібрати кришкою відра пробу бурового (тампонажного) розчину і перемішати її.
2. Від’єднати стакан від поплавка і тримаючи його вертикально наповнити розчином.
3. Не змінюючи положення стакана, приєднати до нього поплавок і змити витіснений залишок розчину водою.
4. Опустити ареометр у відро з водою і за меніском води встановити величину густини, використовуючи ліву шкалу. Якщо ареометр занурився повністю, відгвинтити тягарець і за правою шкалою встановити величину густини розчину.
5. Вимірювання повторити не менше 3 разів, а результати занести у таблицю 2.1.
6. Розібрати ареометр, вимити залишок розчину з кришки, промити водою і витерти ареометр.
Вимоги до звіту
У звіті повинні бути наведені:
– схеми приладів АГ-3ПП з показом позицій і основних розмірів.
– короткий опис способу тарування приладу і вимірю вання параметрів розчину.
– таблиця з результатами вимірювання.
2.2 Вимірювання умовної в’язкості бурового розчину
Теоретичні відомості
Всі рідини мають властивість текти. Бурові промивальні рідини у більшості випадків відрізняються від ньютонівських рідин. Істинна в’язкість промивальних рідин залежить від швидкості руху. Вимірювання істинної в’язкості бурового розчину на бурових і в лабораторіях пов’язане з певними труднощами. Тому прийнято вимірювати умовну в’язкість за допомогою віскозиметра ВП-5. Для приладу ВП-5 під умовною в’язкістю розуміють тривалість витікання 500 см3 із залитих 700 см3 ретельно перемішаного бурового розчину через калібровану трубку з внутрішнім діаметром 5 мм і довжиною 100 мм.
Опис приладу
Віскозиметр ВП-5 (рис. 2.2) - це конус 2 з трубкою, внутрішній діаметр якої 5±0,1 мм. До конуса додається сітка 3 і кухоль 4 загальним об’ємом 700 см3. Кухоль розділений на дві частини об’ємами 200 і 500 см3.
1. Конус попередньо змочити водою (при використанні розчину на вуглеводневій основі змочують дизельним пальним).
2. Перевірити віскозиметр ВП-5, виміривши умовну в’язкість прісної (водопровідної) води. Віскозиметр вважають придатним до роботи, якщо умовна в’язкість прісної води при температурі 20 оС становитиме 150,5 с.
1. У конус, встановлений вертикально, через сітку налити 700 см3 бурового розчину, попередньо закривши отвір трубки пальцем.
2. Відкрити отвір і одночасно включити секундомір.
3. Час наповнення частини кухля об’ємом 500 см3 і є умовною в’язкістю бурового розчину.
4. Вимірювання повторити три рази.
5. Результати записати в таблицю.
6. Промити конус і кухоль, витерти їх насухо.
Якщо для визначення умовної в’язкості кількість бурового розчину недостатня, то можна вимірювати час витікання 100 см3 розчину при залитих 200 см3, а результат помножити на 4.
2.3 Вимірювання граничного статичного напруження
зсуву бурового розчину
Статичне напруження зсуву (СНЗ), Па – це дотичне напруження зсуву, при якому починається руйнування структури бурового розчину, який перебуває у стані спокою. Снз характеризує міцність тиксотропної структури та інтенсивність її зміцнення в часі.
Тиксотропія характеризує здатність бурового розчину перетворюватися у стані спокою в гель і при перемішуванні відновлювати свої попередні властивості.
Граничне СНЗ – це те мінімальне напруження зсуву, яке необхідно прикласти до бурового розчину, який знаходиться у стані спокою, щоб зруйнувати тиксотропну структуру і вивести його зі стану рівноваги (відновити текучість системи).
Міцність тиксотропної структури оцінюється двома значеннями СНЗ, які свідчать про здатність промивальної рідини виконувати певні функції.
Початкове значення СНЗ вимірюють через одну хвилину після перебування промивальної рідини у стані спокою (q1). Воно характеризує здатність промивальної рідини утримувати шлам певного розміру та густини у змуленому стані.
Кінцеве значення СНЗ вимірюють через 10 хвилин після перебування промивальної рідини у стані спокою. Воно характеризує інтенсивність зміцнення тиксотропної структури у часі.
Міцність структури при тривалому перебуванні у стані спокою може досягти таких значень, при яких у момент відновлення циркуляції опір структури буде причиною зростання гідравлічних тисків, що може бути причиною гідророзриву пласта.
Висока міцність структури суттєво погіршує проходження геофізичних приладів у свердловині, що є однією з причин обриву геофізичного кабелю, або не доходження приладу до встановленої глибини. Також можливе часткове зменшення гідростатичного тиску у свердловині за рахунок утворення тиксотропної струк тури бурового розчину.
Тиксотропність структури характеризується коефіцієнтом тиксотропії, який можна визначити за формулою:
. (2.2)
Статичне напруження зсуву можна визначити на приладах СНС-2 і ВСН-3.
Прилад СНС-2 (рисунок 2.3) складається з вимірювальної частини, стійки 3 і плити основи 1. До вимірювальної частини відноситься коаксіальний циліндр 9, який підвішений на стійці за допомогою сталевої нитки 5 і занурений у стакан 10 з буровим розчином. Для визначення кута повороту циліндра призначений проградуйований на 360° лімб 7 з ціною поділки 1. Диск жорстко з’єднаний через трубку 6 з циліндром 9. Для відліку кута закручування нитки напроти диску закріплений прозорий візир 8 з двома рисками.
Стакан 10 встановлюють на обертовий столик, з’єднаний гнучкою передачею 11 з редукторним електродвигуном 12, який обертає стакан зі швидкістю 0,2 об/хв. В комплект приладу входить набір 3-х пар пружних ниток (діаметр 0,3; 0,4; 0,5 мм), які рекомендується використовувати при різних діапазонах вимірювання.
1. Встановити прилад на стійкому столі, де відсутні вібрації.
2. Підвісити циліндр за допомогою нитки до стійки.
3. Регулювальним гвинтом 2 концентрично розмістити циліндр 9 у стакані 10.
4. Встановити “нуль” шкали проти риски на візирі, плавно повернувши диск підйомної системи гвинтом 4.
5. Зняти підвісну систему і покласти її на стіл.
6. Підключити прилад до електромережі і, включивши тумблер 13, перевірити роботу електродвигуна.
7. Взяти секундомір і покласти його біля приладу.
1. Відібрати пробу бурового розчину та інтенсивно розмішати його.
2. Заповнити стакан 10 буровим розчином до половини.
3. Опустити коаксіальний циліндр 9 у стакан 10 з розчином і підвісити його з допомогою нитки 5 на стійці. Рівні розчину і верхнього краю циліндра 9 повинні співпадати.
4. Взяти секундомір і рукою обережно повернути підвісну систему вліво-вправо на 40-60°, переміщуючи розчин. Після перемішування розчину встановити “нуль” шкали проти риски на візирі і одночасно включити секундомір.
5. Через 1 хв. за допомогою тумблера включити електродвигун і спостерігати за обертанням шкали приладу. Після її зупинки виключити електродвигун, записати кут повороту шкали в градусах.
6. Поворотом підвісної системи, встановивши “нуль” шкали проти риски на візирі, повторити вимірювання 3 рази.
7. Аналогічно виконати вимірювання СНЗ після перебування бурового розчину у стані спокою протягом 10 хв.
8. Якщо покази приладу менші 10°, то необхідно встановити нитку з меншим діаметром і повторити виміри, а якщо покази приладу перевищують 70о, то необхідно встановити нитку з більшим діаметром і повторити виміри.
9. Якщо шкала приладу не зупинилася через 1 хвилину, то необхідно встановити нитку з більшим діаметром і повторити виміри.
10. Відключити прилад від електромережі, промити циліндр, стакан і витерти їх насухо.
1. Записати значення кутів повороту шкали після перебування у стані спокою бурового розчину протягом 1 і 10 хвилин .
2. Визначити середнє арифметичне значення кутів повороту шкали .
3. Розрахувати значення СНЗ в Па (дПа) за формулою
(2.3)
, (2.4)
де С* – постійна нитки і приладу згідно з паспортом приладу (наводиться в таблиці). Постійна С* показує, яке СНЗ відповідає повороту шкали на 1 при використанні нитки конкретного діаметру.
1. Дайте визначення граничного статичного напруження зсуву.
2. Як розраховують СНЗ? Які одиниці вимірювання СНЗ?
3. Як впливає СНЗ на гідродинамічний тиск у свердловині в процесі спуску колони?
4. Методика вимірювання СНЗ на приладі СНС-2.
5. Що розуміють під коефіцієнтом тиксотропії?
7. Як впливає температура на СНЗ для розчинів на нафтовій і водній основі?
Таблиця 2.1 – Результати вимірювання густини, умовної в’язкості та СНЗ бурового розчину
|
Параметр розчину |
Одиниці |
Числове значення параметру |
Середнє |
|
Густина |
|||
|
Умовна в’язкість |
|||
|
СНЗ |
2.4 Вимірювання фільтрації бурового розчину
Теоретичні відомості
У буровій промивальній рідині є значна кількість вільного дисперсійного середовища, яке не зв’язане ні фізично, ні хімічно із дисперсною фазою. Фільтрація промивальної рідини у свердловині відбувається, коли тиск більший за пластовий. Дисперсна фаза накопичується в ущільненому стані на поверхні стінки свердловини, формуючи фільтраційну кірку, через яку відбувається фільтрування вільного дисперсійного середовища у породу.
Фільтрація бурового розчину – це процес відфільтрування дисперсійного середовища (фільтрату) під дією перепаду тиску в пористий масив з утворенням на стінках свердловини шару із дисперсної фази, який називають фільтраційною кіркою.
Фільтрація - об'єм фільтрату бурового розчину, який виділяється через паперовий фільтр діаметром 75 мм при перепаді тиску 0,1 МПа (у зарубіжній практиці 0,75 МПа) протягом 30 хвилин. Фільтрацію найчастіше вимірюють з допомогою приладу ВМ 6.
Фільтрація у статичних умовах суттєво менша, ніж у дина мічних, оскільки у стані спокою проникність фільтраційної кірки зменшується у міру її потовщення, а з часом процес фільтрування може взагалі припинитись. У динамічних умовах верхні шари фільтраційної кірки змиваються і чим більша швидкість руху, тим менша товщина кірки і її фільтраційний опір.
Прилад ВМ-6 складається з напірного і фільтраційного вузлів (рисунок 2.4) Процес фільтрації здійснюється через паперовий фільтр 8, встановлений на дно підставки 7.
В напірний вузол входить циліндр 3, плунжер 1 і шкала 2, яка закріплена на плунжері. На верхньому кінці циліндра є відлікова мітка. Для встановлення шкали на “нуль” і спуску надлишку масла з циліндра в його нижній частині розміщений отвір, який перекривається голковим клапаном 4. Фільтраційний вузол складається із фільтраційного стакана 5 і підставки 7. В нижній частині підставки є отвір 9, який перекривається гумовим корком 6 перед заповненням фільтраційного стакана. На дно підставки 7 встановлюється паперовий фільтр 8 і гумова прокладка. На фільтраційний стакан 5, закритий корком 6, нагвинчується циліндр 3, який потім заповнюють поверх розчину машинним маслом. В цей циліндр входить плунжер 1 зі шкалою 2, який створює тиск фільтрації 0,1 МПа. Фільтрація починається після відкриття отвору 9 у підставці.
Підготовка приладу до роботи
1. Встановити прилад на столі.
2. Витягнути плунжер з циліндра і поставити його біля підставки.
3. Відгвинтити циліндр, закрити голковий клапан і поставити на стіл.
4. Розібрати фільтраційний стакан і протерти основу підставки насухо.
5. Взяти паперовий фільтр, зволожити його водою, додати до нього сухий папір і поставити на дно підставки симетрично внутрішньому діаметру, а зверху на паперовий фільтр встановити гумову прокладку.
6. Пригвинтити підставку до стакана, при цьому боковий отвір закривають гумовим корком.
7. Підготувати секундомір і поставити його біля приладу.
1. Відібрати пробу розчину і добре перемішати її.
2. Заповнити стакан приладу розчином на 3-4 мм нижче верхнього вінця.
3. Витерти різьбу від розчину.
4. Пригвинтити на стакан циліндр.
5. Заповнити циліндр машинним маслом.
6. Встановити плунжер в циліндр.
7. Сумістити “нуль” шкали з верхньою міткою циліндра, відкривши перепускний голковий клапан.
8. Вийняти гумовий корок і одночасно включити секундомір.
9. Записати покази приладу через 1; 2; 3; 4; 5; 7,5; 10; 15; 20; 25 і 30 хв. від початку вимірювання.
10. При великій кількості вимірювань або якщо фільтрація за 30 хв. більша 40 см3 можна скористатись прискореним методом. В цьому випадку беруть відліки через 2 і 10 хв. і з допомогою логарифмічної сітки визначають фільтрацію за
30 хв. або, користуючись аналітичною залежністю, визначають розрахункову фільтрацію за результатами показів приладу через будь-який час
, (2.5)
де – фільтрація за час ;
.
11. Після закінчення вимірювання відкрити перепускний голковий клапан, випустити залишок масла з циліндра, опустивши плунжер, а потім зняти його і закрутити голковий клапан.
12. Відгвинтити циліндр і злити масло з нього для повторного використання, а з фільтраційного стакана злити розчин.
13. Розібрати фільтраційний стакан і вийняти кірку з фільтрувальним папером.
14. Промити і протерти насухо всі деталі фільтраційного вузла.
15. Зібрати прилад, попередньо змастивши циліндр маслом.
1. Записати результати трьох вимірювань за роботою 3-х приладів у таблицю 2.2.
2. Визначити середню величину фільтрації за 30 хв.
3. Побудувати графік зміни фільтрації розчину протягом 30 хв. в координатах “час – об’єм фільтрату”.
4. Визначити похибку між фактичною фільтрацією, визначеною за 30 хв. і розрахунковою фільтрацією, визначеною аналітичним методом за результатами показів приладу через 7,5 хвилин: .
. (2.6)
5. Зробити висновок.
1. Будова приладу ВМ-6.
2. Методика визначення фільтрації на приладі ВМ-6.
3. Яка розмірність величини фільтрації та її позначення?
4. Як перевірити придатність приладу ВМ-6 до роботи?
5. Опишіть процес взаємодії бурового розчину з гірськими породами на стінках свердловини. Як буде впливати величина фільтрації на цей процес?
6. Визначте фільтрацію бурового розчину, якщо відомо, що за 15 хв. фільтрація дорівнює 8 см3.
7. Які фактори впливають на фільтрацію бурового розчину?
8. Як впливає час на величину фільтрації?
9. Чому фільтрація у статичних умовах суттєво менша, ніж у динамічних умовах?
2.5 Вимірювання товщини фільтраційної кірки
Теоретичні відомості
При фільтрації дисперсійного середовища з бурового розчину в проникні горизонти на стінках свердловини формується фільтраційна кірка. Згідно з технологічними вимогами до бурового розчину фільтраційна кірка повинна запобігати руйнуванню стінок свердловини, сповільнювати і перешкоджати процесу забруднення продуктивних горизонтів, сприяти ущільненню і стійкості стінок свердловини.
Товщина фільтраційної кірки є визначальним чинником при виникненні ускладнень, які пов’язані зі зменшенням діаметру свердловини (затяжки, сальникоутворення, прихоплення бурильних та обсадних колон).
Допустима товщина фільтраційної кірки коливається в межах 1,52 мм.
Товщина фільтраційної кірки тісно пов’язана з об’ємом фільтрату і реальний зв’язок між цими величинами є специфічним для кожного розчину. Об’єм фільтрату може зменшитися зі збільшенням вмісту твердої фази, а товщина фільтраційної кірки збільшується. Збільшення перепаду тиску в статичних умовах сприяє збільшенню товщини фільтраційної кірки, а розмір та гранулометричний склад твердої фази майже не впливає на товщину фільтраційної кірки. Значна фільтрація бурового розчину та наявність шару фільтраційної кірки на стінках свердловин спричиняють такі негативні наслідки:
– збільшується імовірність виникнення прихоплень;
– збільшуються гідравлічні втрати;
– виникають затягування та сальникоутворення при підйомі бурильної колони;
– спотворюються покази геофізичних приладів;
– підвищується імовірність утворення тріщин і каналів у фільтраційній кірці при контактуванні із тампонажним каменем.
Товщина фільтраційної кірки визначається за допомогою приладу Віка, товщина кірки позначається буквою К і вимірюється в міліметрах.
Прилад Віка (рис. 2.5) складається з циліндричного стержня 1, який вільно переміщується у втулці 5, закріпленій на станині 8. Вісь стержня перпендикулярна до плити 9. Для закріплення стержня на бажаній висоті призначений пружинний фіксатор 6, на стержні закріплений покажчик 3, а на станині шкала 4 з поділками від 0 до 40 мм. Положення покажчика на стержні регулюється стяжним гвинтом 2. В нижній частині стержня вгвинчена голка 7. Металеву пластинку з паперовим фільтром з кіркою встановлюють на плиті 9.
1. Опустити циліндричний стержень 1 так, щоб голка доторкнулася поверхні металевої пластинки 9.
2. Встановити покажчик приладу 3 на позначці “нуль”.
Порядок виконання роботи
1. Підняти стержень з голкою.
2. Встановити пластинку з кіркою на плиту приладу.
3. Опустити стержень, щоб голка доторкнулася до поверхні кірки.
4. Зняти покази за шкалою в мм.
5. Пересуваючи пластинку з кіркою, виконати вимірювання в шести точках, визначити середнє арифметичне значення К занести у таблицю 2.2.
6. Зняти фільтр з кіркою, промити пластину і витерти насухо.
1. При яких умовах формується фільтраційна кірка на стінках свердловини?
2. Які фактори впливають на товщину фільтраційної кірки?
3. Опишіть методику вимірювання товщини фільтраційної кірки.
4. Яка допустима товщина фільтраційної кірки?
5. Порівняйте товщини фільтраційних кірок, сформованої у статичних і динамічних умовах.
6. Якими показниками можна охарактеризувати фільтраційну кірку (крім товщини)?
7. Як впливає тиск на формування фільтраційної кірки?
8. Що означає термін “зона кольматації”?
9. В яких випадках фільтраційна кірка відіграє позитивну роль під час буріння свердловин, а в яких негативну?
10. При якому перепаді тиску формується фільтраційна кірка на приладі ВМ-6?
2.6 Визначення вмісту побічних твердих домішок
у буровому розчині
У бурових розчинах поряд із не подрібненими частинками глинистих порід можуть бути також частинки твердих абразивних порід, які викликають інтенсивне зношування обладнання та інструменту. Тому необхідно контролювати вміст таких частинок, щоб своєчасно вживати заходи для їх вилучення з промивальної рідини.
Концентрація побічних твердих домішок (Сп.%) – це величина, яка визначається як відношення кількості всіх грубо-дисперсних частинок незалежно від їх походження до об’єму бурового розчину. Цей коефіцієнт характеризує ступінь забруднення бурового розчину.
У практиці буріння концентрацію побічних твердих домішок в буровому розчині називають процентним вмістом «піску» в розчині і позначають буквою П, %.
Концентрація твердих домішок (піску) в буровому розчині суттєво впливає на абразивне зношення деталей, які труться між собою. Допустима концентрація твердих домішок (піску) в буровому розчині при роторному способі бурінні не повинна перевищувати 4%, а при турбінному – 2%.
Для визначення концентрації побічних твердих домішок використовують металевий відстійник ВМ-2 (рисунок 2.6) або мензурку Лисенка.
Відстійник ВМ-2 - це циліндрична ємність зі зливним отвором 2, внизу якої вмонтована мензурка 4, об’ємом 10 мл.
Циліндрична ємність закривається ковпачком, який має об’єм 50 см3.
Об’єм, см3:
– відстійника – 600, а до зливного отвору – 500;
– ковпачка –50.
Порядок виконання роботи
1. Промити відстійник водою.
2. Залити в відстійник 200-300 см3 води.
3. Відміряти ковпачком 50 см3 розчину і залити його у відстійник.
4. Долити у відстійник води, поки її надлишок не почне витікати із отвору, що відповідає сумарному об’єму 500 см3.
5. Закривши відстійник ковпачком, а отвір пальцем, інтенсивно перемішати розчин з водою, поки при вертикальному положенні відстійника скляна мензурка виявиться вільною від грубодисперсних частинок.
7. Встановити відстійник вертикально і одночасно включити секундомір.
8. Через 1 хв. визначити об’єм грубодисперсних частинок, що осіли. Вміст піску в процентах визначають як подвоєний результат об'єму твердих домішок, які осіли у мензурці.
(2.7)
де – об’єм грубо дисперсних частинок, що осіли, см3.
9. Вимірювання повторити три рази.
КОНТРОЛЬНІ заПИТАННЯ
1. Опишіть методику вимірювання загальної кількості твердих домішок у буровому розчині.
2. Назвіть елементи металевого відстійника.
3. Які допустимі значення концентрації твердих домішок для роторного і турбінного способу буріння?
5. На скільки необхідно помножити об’єм осаду, якщо для проби взяли 25 мл, 75 мл, 100 мл бурового розчину.
Таблиця 2.2 – Результати вимірювання фільтрації,
товщини фільтраційної кірки та вмісту
побічних твердих домішок
|
Параметр розчину |
Одиниці |
Числове значення параметру |
Середнє |
|
Фільтрація |
|||
|
Товщина фільтраційної кірки |
|||
|
Вміст побічних твердих домішок |
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №3
Регулювання параметрів
бурових розчинів
3.1 Обважнення бурових розчинів
Для обважнення бурового розчину використовують карбонатні, залізисті, баритові та свинцеві обважнювачі.
У зв'язку з тим, що карбонати розчинні в кислому середовищі, карбонатні обважнювачі застосовують для підвищення густини розчину при розкритті продуктивних горизонтів. Це дає можливість за допомогою кислотних обробок зменшити шкідливий вплив кольматації продуктивного горизонту твер дою фазою бурового розчину.
Серед карбонатних обважнювачів відомі: крейда, вапняк, мергель, доломіт, сидерит. Найбільше розповсюдження в практиці буріння має крейда (кг/м3).
Серед залізистих обважнювачів відомі: гематит (Fe2O3), магнетит (Fe3O4), ільменіт (FeO.TiO2). Недолік залізистих обважнювачів – великі абразивні і магнітні властивості. Застосовуються у практиці буріння – гематит (r=4150-4400 кг/м3) і магнетит (r = 4200-4350 кг/м3). Густина гематиту без домішок 5300 кг/м3, а магнетиту 4900-5200 кг/м3.
Серед баритових обважнювачів розрізняють вологі флотаційні (КБ-1, КБ-2, КБ-3, КБ-4, КБ-5, КБ-6), підсушені флота-ційні (І, II, III сортів) і модифіковані (ОБПМ-1, ОБПМ-2, ОБПМ-3) барити. Густина баритових обважнювачів коливається від 4000 до 4300 кг/м3. Баритові обважнювачі у порівнянні із залізистими менш абразивні і майже інертні, тому у практиці буріння їх застосовують найчастіше.
Свинцевий обважнювач – галеніт (РbS) має густину
р=7400-7600 кг/м3 і застосовується рідко.
Кількість обважнювача, необхідного для обважнення бурового розчину, визначають за формулою:
, (3.1)
де: – густина обважнювача і обважненого бурового розчину, кг/м3;
– об’єм бурового розчину, який обважнюють;
– вологість обважнювача в долях одиниці, коливається в межах 0,015-0,12.
При п=0 формула для визначення кількості обважнювача буде мати такий вигляд:
. (3.2)
Максимальна густина, до якої можна обважнити буровий розчин без хімічної обробки, орієнтовно становить . Її значення залежить від обважнюючої здатності обважнювача (ОЗО), основного показника якості будь-якого обважнювача.
ОЗО – максимальна кількість обважнювача. яку можна ввести в буровий розчин для отримання максимальної можливої його густини при структурно механічних властивостях бурового розчину в технологічних межах.
Порядок виконання роботи
1. Виміряти густину бурового розчину.
2. Виміряти інші показники бурового розчину: умовну в’язкість, СНЗ1/10, фільтрацію, товщину фільтраційної кірки, вміст піску.
3. Розрахувати необхідну кількість обважнювача для заданих об’єму і густини бурового розчину.
4. Зважити розраховану кількість обважнювача і ввести його в буровий розчин, перемішати до отримання однорідної суспензії.
5. Виміряти основні показники бурового розчину.
6. Результати розрахунків і вимірів записати в таблицю 3.1.
Таблиця 3.1 – Результати вимірювання параметрів
розчину при обважненні
|
Властивості розчину |
Кількість бариту, кг |
|||
|
Густина бурового розчину,кг/м3 |
||||
|
Умовна в'язкість, сек. |
||||
|
СНЗ, 1хв. Па |
||||
|
СНЗ, 10хв. Па |
||||
|
Фільтрація, см3/30 хв. |
||||
|
Товщина кірки, мм |
1. Виконати розрахунки згідно з наведеними формулами.
2. Визначити похибку між розрахованими та заміряними густинами бурового розчину
. (3.3)
3. Виконати порівняльний аналіз впливу обважнювача на вміст піску та умовну в’язкість вихідного та обважненого бурового розчинів.
5. Зробити висновки.
1. Яке призначення обважнювачів?
2. Які основні показники якості обважнювачів?
3. Що таке обважнююча здатність?
4. Які обважнювачі доцільно використовувати для розкриття продуктивних горизонтів?
5. Назвіть недоліки залізистих обважнювачів.
6. Запишіть формулу для визначення необхідної кількості обважнювача при обважненні 1 м3 бурового розчину.
7. Які обважнювачі застосовують для розкриття продуктивних горизонтів?
3.2 Обробка бурових розчинів
карбоксиметилцелюлозою (КМЦ)
Реагенти на основі водорозчинних ефірів целюлози відносять до реагентів-стабілізаторів понижувачів фільтрації бурових розчинів. Серед них найчастіше в практиці буріння свердловин використовується карбоксиметилцелюлоза (КМЦ). Різні фірми США, Німеччини випускають КМЦ під різними назвами аламо-КМЦ, милуат-КМЦ, келлекс, квалекс, тілоза, фінфікс і т.д.
Технологія отримання КМЦ включає такі основні процеси: спочатку целюлоза набухає у 20-25%-му розчині NаОН протягом 24 годин, потім її віддушують до зменшення об’єму з коефіцієнтом 2,3; потім подрібнюють та обробляють етерифікуючим агентом (монохлороцтовою кислотою), а далі - дозрівання продукту в апаратах і висушування.
КМЦ має таку будову:
Число, яке вказує кількість елементарних ланок, що входять до складу макромолекули високомолекулярної сполуки, називається ступенем полімеризації. Число, що вказує на кількість атомів водню гідроксильних груп в 100 елементарних ланках целюлози, заміщених атомами натрію, називається ступенем заміщення (етерифікації). Властивості ефірів целюлози залежать, як від ступеня полімеризації, так і від ступеня заміщення. Залежно від цих показників марки КМЦ позначають: КМЦ-85/250, КМЦ-85/500 (тут перша цифра – ступінь заміщення, друга цифра – ступінь полімеризації). Встановлено, що зі збільшенням ступеня заміщення покращується розчинність КМЦ у воді, а збільшення ступеня полімеризації впливає на зниження фільтрації бурових розчинів.
КМЦ використовують для зниження фільтрації прісних та соленасичених бурових розчинів. На сучасному етапі розвитку технології буріння при обробці бурових розчинів найчастіше застосовують КМЦ-500 та КМЦ-700. Високов'язку КМЦ-500 (СП-500) використовують для стабілізації прісних та соленасичених. розчинів при температурі до 150°С. КМЦ загущує прісні, гіпсові, хлоркальцієві, хлоркалієві, малосилікатні розчини та розчини, приготовлені на морській воді, тому їх слід обробляти реагентами–понижувачами умовної в'язкості. Оптимальний вміст КМЦ для обробки прісних розчинів знаходиться в межах 0,2-0,5%; для середньомінералізованих (3-15%) 1-1,5%; для соленасичених (15%) – 1,5-2%. До розчину КМЦ додають у сухому вигляді через гідравлічний змішувач або у вигляді попередньо приготовленого 8-10% концентрації водного розчину. Максимальна ефективність зниження водовіддачі спостерігається при введенні КМЦ у сухому вигляді.
Переваги КМЦ – сумісність з багатьма реагентами, які використовують у практиці буріння свердловин. З багатьма з них вона утворює комбіновані реагенти (КМЦ+ВЛР, КМЦ+гіпан, КМЦ+КССБ та ін.). Домішки КМЦ сприяють поліпшенню роботи породоруйнівного інструмента, збільшенню швидкості буріння.
Недоліки КМЦ - низька термостійкість (до 160С) та ефективність в розчинах, які містять іони кальцію та магнію; здатність водних розчинів КМЦ до деструкції при тривалому зберіганні.
Порядок виконання роботи
1. Визначити параметри вихідного розчину (густину, умовну в’язкість, фільтрацію, товщину фільтраційної кірки, статичне напруження зсуву).
2. Відміряти 1л вихідного глинистого розчину.
3. За заданим викладачем процентним вмістом зважити суху КМЦ або відміряти необхідний об’єм її водного розчину.
4. Додати до глинистого розчину та інтенсивно перемішати протягом 20 хвилин.
5. Визначити вказані в п. 1 параметри обробленого розчину при різних концентраціях реагенту.
6. Результати вимірювань занести в таблицю і на міліметровому папері побудувати графік залежності зміни властивостей розчину від процентного вмісту КМЦ.
Таблиця 3.2 – Результати вимірювання параметрів
розчину при застосуванні КМЦ
|
Властивості розчину |
Концентрація реагента, % |
|||
|
Густина бурового розчину,кг/м3 |
||||
|
Умовна в'язкість, сек. |
||||
|
СНЗ, 1хв. Па |
||||
|
СНЗ, 10хв. Па |
||||
|
Фільтрація, см3/30 хв. |
||||
|
Товщина кірки, мм |
1. Як виготовляють КМЦ?
2. Що таке ступінь полімеризації і ступінь заміщення?
3. Як впливає ступінь полімеризації на параметри промивальної рідини?
4. Призначення КМЦ та її оптимальний вміст для прісних і мінералізованих розчинів?
5. Вкажіть переваги та недоліки КМЦ?
6. Які є модифікації КМЦ та яка відмінність між ними?
7. Які параметри бурового розчину змінюються при обробленні КМЦ?
Лабораторна робота №4
ВИЗНАЧЕННЯ ФІЗИЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ПОРОШКОПОДІБНИХ ТАМПОНАЖНИХ МАТЕРІАЛІВ
Мета роботи: вивчення методики і приладів для визначення густини, ступеня дисперсності та об’ємної (насипної) маси порошкоподібних матеріалів.
4.1 Визначення густини сухого цементу
Під густиною тампонажного цементу розуміють середньозважену густину речовин, які входять до його складу:
, (4.1)
де ц – густина тампонажного порошку, кг/м3;
Сі – масова частка і-го компоненту в суміші (цементі);
і – густина і-го компоненту, кг/м3.
Знаючи густини цементу та інших подрібнених тампонажних матеріалів можна визначити густину тампонажного розчину при заданому водоцементному відношенні і витраті цементу та порошкоподібних домішок до нього на процес цементування.
Для визначення густини використовують метод, який ґрунтується на вимірюванні об’єму витісненої рідини при засипанні в неї відомої маси досліджуваного матеріалу. В роботі використовується волюметр Ле-Шательє-Кандло, який виготовлений у формі мірної колби об’ємом 100-150 см3 з довгою вузькою горловиною і розширенням на ній (рис.4.1). Шкала, що нанесена на горловині, дозволяє виміряти об’єм з точністю до 0,1 см3. Густину цементу визначають з використанням вуглеводневої рідини – бензину, гасу, дизельного пального, бензолу і т.п. Використовувати для цієї мети воду не можна, щоб запобігти реакції гідратації цементу.
За густиною можна наближено визначити вид цементу. Тампонажний портландцемент, який не містить у собі домішок, має густину 3100-3200 кг/м3. Якщо в цементі містяться мінеральні домішки, його густина зменшується до 2800-2900 кг/м3, а при більшому вмісті мінеральних домішок (більше 20%) густина може знизитись до 2700 кг/м3. Безклінкерні тампонажні цементи (наприклад, ШПЦС-200) можуть мати густину 2600-2700 кг/м3. Густина ж цементів, спеціально приготовлених для одержання обважнених цементних розчинів, досягає 3500 кг/м3.
Рисунок 4.1 - Волюметр Ле-Шательє-Кандло
Порядок виконання роботи
1. Беруть за вказівкою викладача необхідну кількість цементу і просушують його протягом 2 годин в сушильній шафі при температурі 1105оС, потім охолоджують в ексикаторі до кімнатної температури.
2. Волюметр заповнюють вуглеводневою рідиною до нульової поділки і з допомогою штатива розміщують в термостаті. Термостат представляє собою скляну посудину заповнену водою кімнатної температури.
3. Фільтрувальним папером знімають краплини рідини, які залишилися на горловині колби, і протирають її зсередини.
4. Зважують на технічних вагах з точністю до 0,01 г 90-100 г висушеного цементу і висипають в прилад через воронку невеликими порціями доти, поки рівень рідини в горловині колби підніметься до позначки 20 см3. При цьому необхідно стежити, щоб цемент не застряг у горловині приладу або не залишився на його стінках.
5. Для видалення бульбашок повітря прилад необхідно декілька разів повернути навколо своєї осі і потім уточнити відлік.
6. Залишок проби тампонажного матеріалу знову зважують на технічних вагах.
7. Густину розраховують як середнє арифметичне із результатів двох вимірювань, які відрізняються один від одного не більше як на 20 кг/м3, за формулою:
, (4.2)
де ρ - густина матеріалу, кг/м3;
m1 – маса тампонажного матеріалу взятого для досліду, г;
m2 - маса залишку тампонажного матеріалу, г;
V – об’єм рідини, витісненої матеріалом, см3.
8. Результати вимірів заносять в таблицю 4.1.
Таблиця 4.1 – Результати виміру густини цементного порошку
|
№ досліду |
Матеріал |
Маса матеріалу, г |
Різниця m2-m1, г |
Об’єм рідини, витісненої матеріалом, см3 |
Густина матеріалу, кг/м3 |
|
|
взятого до досліду m1 |
залишку m2 |
4.2 Визначення ступеня дисперсності (тонкості помелу) тампонажного портландцементу
Ступінь дисперсності – важлива характеристика цементного порошку. Від неї залежить характер реакції гідратації та седиментаційна стійкість цементної суспензії.
Використовують багато різних способів визначення розмірів частинок порошку. До найпростіших належить ситовий аналіз, при якому порошок розсіюється з допомогою набору сит на ряд фракцій і визначається відсотковий вміст цих фракцій від загальної маси. Недоліком цього методу є складність розділення на окремі фракції частинок розміром менше 0,05 мм.
На підприємствах-виробниках цементу, а також на бурових підприємствах для характеристики тонкості помелу не застосовують повний ситовий аналіз, а проводиться просівання цементу на дві фракції через сито з розміром отворів 0,08 мм. Сітка повинна бути добре натягнута і щільно затиснута в циліндричній обоймі діаметром 10-15 см (дозволяється використання обойми будь-якої іншої форми). Стандарти і технічні умови на портландцементи (в тому числі і тампонажні) передбачають певний ступінь дисперсності. Стандартом передбачено, щоб масова доля цементу, просіяного через сито з отворами 0,08 мм, становила не менше:
- 90% для портландцементу типу ІІІ для низьких і нормальних температур:
- 88% для портландцементу І і ІІ типу для низьких і нормальних температур, а також для цементу ІІІ типу для підвищених і помірних температур;
- 85% - для цементу І і ІІ типу для нормальних і підвищених температур.
Порядок виконання роботи
1. Беруть 150 г цементу і просушують його протягом 1 год. в сушильній шафі при температурі 1105оС.
2. Після охолодження відважують 50 г проби і просіюють на ситі № 008, інтенсивно струшуючи. Сито необхідно тримати похило, повільно повертаючи навколо осі і постукуючи долонею по поверхні циліндра.
3. Через 5-7 хв. висипають із піддону просіяний туди цемент, після чого продовжують струшування.
4. У кінці досліду обойму виймають із піддону і протягом 1 хв. продовжують просіювання на аркуш паперу. Просіяний цемент зважують на технічних вагах. Просіювання вважають завершеним, якщо через сито протягом 1 хв. проходить не більше 0,05 г цементу.
5. Залишок цементу на ситі зважують. Маса залишку визначається у відсотках від величини наважки. Розрахунок необхідно проводити з точністю до 0,1 %.
6. Тонкість помелу розраховують як середнє арифметичне із результатів двох визначень залишків на ситі, що відрізняються один від одного не більше як на 0,2 %.
Для того, щоб сітка не забивалась, після кожного досліду її промивають водою і висушують.
7. Результати вимірювань заносять в таблицю 4.2.
Таблиця 4.2 – Результати виміру тонкості помелу
цементу
|
№ досліду |
Тип цементу |
№ сита |
Маса проби цементу, г |
Залишок цементу на ситі, г |
Тонкість помелу цементу, % |
4.3 Визначення об’ємної
(насипної) маси сухого цементу
Об’ємна (насипна) маса – це маса одиниці об’єму цементу з урахуванням наявності повітря, що було засмоктано при насипанні цементу. Ця величина не є постійною і залежить від складу, ступеня дисперсності і ступеня ущільнення цементу.
Знаючи насипну масу можна розрахувати кількість матеріалу (його масу) при об’ємному дозуванні, наприклад, кількість матеріалу (масу) у стандартному паперовому мішку або бункері цементо-змішувальної машини.
При русі цементо-змішувальної машини та при роботі двигуна цементний порошок ущільнюється. Тому об’ємну масу визначають як для пухкого, так і для ущільненого стану цементу.
Насипну масу цементу в пухкому стані визначають з допомогою приладу, який складається з воронки 1 з отвором діаметром 30 мм, яка закривається засувкою 2; сита 3 з круглими отворами діаметром 1-2 мм і металевої посудини 4 місткістю 1 л (рис. 4.2).
Порядок виконання роботи
1. Зважують порожню металеву посудину 4 і встановлюють її під воронкою 1.
2. У воронку 1 насипають 2 кг цементу і відкривають засувку 2.
3. При помішуванні паличкою цемент проходить через отвори сітки 3 і заповнює посудину 4, яка розташована під воронкою 1.
4. Після заповнення посудини 4 засувку 2 закривають, надлишок цементу, який піднявся над торцем посудини, зрізають лінійкою і за допомогою ваги визначають масу посудини з цементом.
5. Розраховують насипну масу (в кг/м3) як середнє арифметичне із результатів двох вимірювань, які відрізняються один від одного не більше як на 50 кг/м3, за формулою:
1-воронка; 2-засувка;
3-сито; 4 - посудина
Рисунок 4.2 - Прилад для визначення об’ємної (насипної) маси
(4.3)
де m1 – маса порожньої посудини, кг;
m2 – маса посудини з цементом, кг;
V – об’єм посудини, м3.
6. Результати вимірів заносять в таблицю 4.3.
Таблиця 4.3 – Результати визначення насипної маси
цементу
|
№ досліду |
Тип цементу |
Стан цементу |
Маса, кг |
Різниця m2-m1, кг |
Об’єм посудини, м3 |
Насипна маса, кг/м3 |
|
|
порожньої посудини m1 |
посудини з цементом m2 |
||||||
Для визначення насипної маси в ущільненому стані сітку із воронки забирають, а металеву посудину, в яку із воронки зсипається порошок, постукують об стіл. Об’єм, який звільнився при ущільненні маси, заповнюють новими порціями цементу. Ущільнення продовжують доти, поки припиниться зменшення об’єму порошку в посудині при постукуванні.
Як вказано вище, насипна маса тампонажних цементів суттєво залежить від складу і тонкості помелу. Наприклад, тампонажний портландцемент має насипну масу в пухкому стані 1000-1200кг/м3, в ущільненому – 1500-1800кг/м3. Полегшені цементи з великим вмістом тонкодисперсних компонентів (діатоміт, трепел, опока, бентоніт та ін.) характеризуються пониженими значеннями насипної маси: 800-900кг/м3 в пухкому стані, 1200-1300кг/м3 в ущільненому стані.
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1. Що розуміють під густиною цементу?
2. Назвіть межі густин різних типів цементів.
3. Чому не можна використовувати воду для визначення густини цементу в приладі Ле-Шательє-Кандло?
4. Що таке ступінь дисперсності тампонажного цементу?
5. З допомогою яких приладів вимірюють тонкість помелу портландцементу?
6. З яких основних оксидів складається портландцемент?
7. Який хімічний та мінералогічний склад портландцементу?
8. Яка різниця між густиною і насипною масою цементу?
9. Що таке об’ємна маса цементу?
10. Які ще властивості порошкоподібних тампонажних матеріалів Ви знаєте?
Лабораторна робота №5
ВИЗНАЧЕННЯ ФІЗИЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ
тампонажних суспензій
Мета роботи: вивчення методики і приладів для визначення розтічності тампонажної суспензії, термінів схоплення тампонажної суспензії.
5.1 Визначення розтічності тампонажного розчину
Одна з найважливіших умов успішного цементування обсадних колон – забезпечення необхідної рухливості тампонажного розчину, тобто зберігати здатність текти до закінчення процесу цементування. Отже, розтічність – це умовна міра рухливості або прокачування свіжоприготованого розчину. Вимірюють її з допомогою приладу, який називається конусом АзНДІ (рис. 5.1). Прилад складається зі зрізаного конуса, який має такі розміри: внутрішній діаметр верхньої основи 370,5мм, нижньої 700,5мм, висота 600,5мм, об’єм 120 см3. Конус встановлюють на скло, під яким розташований круг з нанесеними концентричними кільцями. Мінімальний діаметр кільця 70 мм і максимальний - не менше 250 мм. Ціна поділки шкали не повинна бути більша 5 мм. Двома регулювальними гвинтами шкалу встановлюють в горизонтальне положення, що контролюють вмонтованим в центрі шкали рівнем. Маса конуса повинна становити не менше 300 г для попередження передчасного самовільного підняття і відриву його від шкали при заповненні цементним розчином. Внутрішня поверхня конуса відполірована.
Цементний розчин вважають достатньо рухливим, якщо його розтічність, згідно ДСТУ Б В.2.7-88-99 (портландцементи І і ІІ типів) для непластифікованого цементного розчину становить не менше 20 см і не менше 22 см - для пластифікованого. Для портландцементів ІІІ типу розтічність повинна бути в межах 1822 см. Розтічність залежить від тонкості помелу цементу. її збільшують підвищенням водоцементного відношення або введенням у розчин реагента – понижувача в’язкості (пластифікатора).
Порядок виконання роботи
1 - конус; 2 - скло зі шкалою; 3 - підставка
Рисунок 5.1 - Прилад (конус) АзНДІ для визначення розтічності тампонажних розчинів.
Якщо для цементів типу ІІІ розтічність буде меншою за 180 або більшою 220 мм, то випробування повторюють, відповідно збільшуючи або зменшуючи водоцементне відношення до одержання цементного тіста з розливом конусу в межах 180220 мм. Значення водоцементного відношення, при якому досягнута задана розтічність, фіксують у протоколі і використовують при наступних випробовуваннях.
8. Результати вимірів занести в таблицю 5.1.
Таблиця 5.1 – Результати виміру розтічності
тампонажного розчину
|
№ досліду |
Тип цементу |
Кількість цементу, г |
Рідина замішування |
Водоцементне відношення |
Вид перемішування |
Чотири відмітки за шкалою, см |
Розтічність, см |
|
|
вид |
кількість, г або см3 |
|||||||
5.2 Визначення термінів тверднення
тампонажної суспензії
При проведенні цементувальних робіт необхідно знати час, протягом якого цементний розчин в умовах даної свердловини зберігає рухомість, а також час, який необхідний для перетворення розчину в камінь. Найшвидше тверднення цементного розчину відбувається в тому випадку, коли після замішування він залишається у стані спокою. Швидкість тверднення в статичних умовах оцінюють приладом Віка шляхом періодичного вимірювання глибини занурення у твердіючий цементний розчин голки стандартного розміру під дією сталого навантаження. Відразу після замішування, коли цементний розчин знаходиться в рідкому стані, голка занурюється в розчин на всю його глибину. Але в міру тверднення розчину рух голки значно сповільнюється і нарешті настає момент, коли вона під дією ваги стержня не доходить до дна посудини з розчином. При подальшому схопленні настає такий момент, коли голка не може зануритися в цементний розчин на помітну глибину. За цим методом швидкість тверднення характеризується так званими термінами тверднення – терміном початку і кінця тверднення.
Час, що пройшов від моменту замішування цементного розчину до того моменту, коли голка не доходить до дна посудини з розчином на 1-2 мм, називають терміном початку тверднення, а час, що пройшов від моменту замішування до моменту, коли голка занурюється в розчин не більше, ніж на 1 мм – терміном кінця тверднення.
Цей найпростіший метод не дає кількісної характеристики структурно-механічних властивостей твердіючих суспензій.
З допомогою приладу Віка визначають терміни тверднення при температурі до 90оС і атмосферному тиску. При високих температурах (до 250оС) і тисках (до 100 МПа) для визначення термінів тверднення використовують установку УС-1.
1 - металевий стержень;
2 - вертикальна обойма
станини;
3 - затискний гвинт;
4 - сталева голка;
5 - пестик Тетмайера;
6 - шкала;
7 - конічне кільце.
Рисунок 5.2 - Прилад Віка
Швидкість тверднення залежить від компонентного складу суспензії та умов її формування.
Прилад Віка (рис.5.2) складається з металевого стержня 1, який вільно рухається у вертикальній обоймі станини 2. Для закріплення стержня на необхідній висоті служить затискний гвинт або спеціальний стопор 3. В нижню частину стержня 1 вгвинчена сталева голка 4 діаметром 1,1 мм і довжиною 50 мм. Маса стержня повинна бути рівною 3002 г. На станині закріплена шкала 6 з поділками від 0 до 40 мм. Конічне кільце 7 для цементного розчину має розміри: внутрішній діаметр верхньої основи - 655 мм, нижньої - 755 мм, висота - 400,5мм. Під кільце підкладається пластинка.
Порядок виконання роботи
1. Опускаючи стержень приладу до дна пластинки, перевіряємо відповідність нульової поділки шкали позначці на стержні. При відхиленні регулюють прилад.
2. Змастити машинним мастилом внутрішню стінку конічного кільця і донну пластинку.
3. З допомогою мірного циліндра відміряти необхідну кількість води.
4. Зважити 400 г попередньо просіяного цементу та висипати його у сферичну чашку.
5. Приготувати тампонажний розчин.
6. Залити розчин в конічне кільце до верхнього краю.
7. Перше вимірювання виконати через 1 год. після замішування портландцементу з водою, наступні – не раніше як через кожні 15 хв. При дослідженні швидкотвердіючих сумішей, які використовуються для ізоляції зон поглинання промивальної рідини, голку необхідно занурювати через кожні 5хв., починаючи з моменту замішування.
8. Перед зануренням голку необхідно встановити на рівні розчину і закріпити стержень затискним гвинтом. Відпускаючи затискач дають голці можливість вільно опускатися в розчин.
9. Після кожного занурення голку витирають, а кільце повертають так, щоб голка занурювалась кожен раз в нове місце.
10. Результати вимірів заносять в таблицю 5.2.
Якщо необхідно визначити терміни тверднення при температурі більшій від кімнатної, то розчин заливають в кільце з деяким надлишком. Надлишок зрізають лінійкою і кільце накривають металевою або скляною пластинкою, яка змащена мастилом. Пластинку притискують до кільця спеціальним пристроєм. Кільце, закрите пластинкою, занурюють у водяний термостат із заданою температурою (+30+90оС). Перше занурення голки проводять через 1 год. після замішування, наступні – через кожні 5 хв. до завершення дослідження.
Перед кожним зануренням у воду кільце з цементним розчином накривають пластинкою, вимірюють температуру води і записують результат.
При температурі дослідження меншій +40оС задана температура повинна підтримуватись з точністю 2оС, при температурах +40 +90оС – з точністю 3оС.
У кінці роботи робиться загальний висновок за кожним пунктом.
Таблиця 5.2 – Результати виміру термінів тверднення
|
Тип цементу |
Кількість цементу, г |
Рідина замішування |
Водоцементне відношення |
Початок замішування, год. |
Терміни тверднення, год |
||
|
вид |
кількість, г або см3 |
початок |
кінець |
||||
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1. Що розуміють під розтічністю тампонажного розчину?
2. Які фактори впливають на розтічність тампонажного розчину?
3. Дайте визначення початку і кінця тверднення тампонажного розчину.
4. Які фактори впливають на терміни тверднення?
5. З якою метою визначають терміни тверднення?
6. Яким чином регулюють основні властивості тампонажних суспензій?
7. Взаємозв’язок основних властивостей тампонажних матеріалів.
аналіз процесу випробування пласта за діаграмами тисків
Мета роботи: навчитися розшифровувати діаграми відновлення тисків та визначати параметри пласта
Теоретичні відомості
6.1 Розшифрування діаграм відновлення тисків
Для надійної інтерпретації результатів випробування необхідно якісно зафіксувати зміну тиску на певних глибинах в інтервалі випробування. Для цього використовують глибинні манометри, які фіксують зміну тиску на діаграмах протягом всього процесу проведення операції, розпочинаючи із спуску обладнання у свердловину і заповнення колони труб і вузлів випробувального обладнання, герметичність пакерування, якість запису процесу випробування пласта і можливої надійної оцінки його перспективності (рисунок 6.1).
1-2; 2-3; – спуск інструмента;
1-2 – технологічні зупинки;
т. 3 – посадка інструмента на вибій;
т. 4 – створення осьового навантаження (20-30 т);
4-5 – розкриття пакера;
5-6 –відкриття впускного (головного) клапана (різке зниження тиску);
6-7 – перший відкритий період припливу (тривалість періоду 0,5-2,5 год.);
т. 7 – закриття запірно-поворотного клапана;
7-8 – перший закритий період припливу (тривалість періоду 0,5-2,5 год.);
8-9 – відкриття запірно-поворотного клапана (зниження тиску, в результаті чого пластовий флюїд попадає всередину пластового випробувача);
9-10 – другий відкритий період припливу (тривалість періоду 0,5-2,5 год.);
т. 10 - закриття запірно-поворотного клапана;
10-11 – другий закритий період припливу (кінцева крива відновлення тиску) (тривалість періоду 0,5-2,5 год.);
т. 11 – формально завершується процес випробування;
11-11’ – зрив пакера;
11’-12 – технологічна пауза, під час якої здійснюється промивання свердловини;
12-13 – підйом випробувального інструмента із свердловини.
Тиск у точках 8 і 11 не повинен перевищувати пластовий.
Різниця тисків Pд між точками 4-8 характеризує репресію на пласт при бурінні свердловин, різниця тисків між точками 6-8 Pр характеризує депресію у процесі випробування.
За діаграмами тисків визначають:
6.2 Визначення параметрів пласта за діаграмою тисків
Основною метою є визначення за допомогою діаграми тисків таких параметрів пласта: пластового тиску, коефіцієнта привибійної закупорки та гідропровідності. В основу всіх розрахунків покладено розв'язок рівняння Хорнера:
; (6.1)
де pt - тиск на вибої свердловини, Па;
pпл - пластовий тиск, Па;
Qm - дебіт пластового флюїду, м3/с;
μ - в'язкість флюїду, Па.с;
k - проникність порід продуктивного пласта, м2;
h - потужність пласта, м;
T - час припливу пластового флюїду, хв.;
t - час закритого періоду (час запису КВТ), хв.
Величини T, t, Pt визначають безпосередньо з діаграми, записаної глибинним манометром.
Кожен студент отримує індивідуальне завдання згідно з таблицею 6.1, тому крива відновлення тиску КВТ-2 задана точками з координатами (рt, ln).
Вводимо позначення:
pt=y; pпл=a; ; (6.2)
Тоді вихідне рівняння Хорнера набуде вигляду
. (6.3)
Це є рівняння прямої в координатах
. (6.4)
Побудуємо криву у вказаних координатах. Для цього кожному значенню (t1, …, tn) знайдемо відповідне значення абсциси .
Через декілька перших точок проводимо пряму до перетину її з віссю ординат. В точці перетину отримаємо значення пластового тиску, оскільки згідно з виразом (6.3) у=а при х=0. Нахил прямої характеризується коефіцієнтом b, який знаходять з побудови
; (6.5)
де рх – тиск при х=1.
Використовуючи (6.2) та (6.3) знаходимо величину гідропровідності
(6.6)
та коефіцієнта привибійної закупорки
; (6.7)
де pm – тиск в т.10.
Якщо величина Кз>1,5, то привибійна зона продуктивного пласта забруднена, при 0,8>Кз>1,5 можна вважати, що проникність привибійної зони не змінилась, а при Кз<0,6 вважають, що проникність порід у привибійній зоні краща, ніж у віддаленій частині пласта.
Приклад розрахунку за методом Хорнера згідно з варіантом 1 (таблиця 6.1).
Для інтерпретації КВТ беруть другу криву і визначають за формулою 6.2 координати точок:
За отриманими значеннями будуємо пряму лінію в координатах у та х, яку продовжуємо до перетину з віссю у. Значення тиску в цій точці відповідає пластовому, тобто а=рпл. На осі абсцис в точці х=1 проводимо пряму вертикальну лінію, паралельну до осі у. Через точку перетину цієї прямої з графіком проводимо пряму горизонтальну лінію до перетину її з віссю у, в результаті чого отримаємо значення рх. За формулою 6.5 обчислюємо значення коефіцієнта b.
МПа.
За формулами 6.6 та 6.7 обчислюємо значення коефіцієнта гідропровідності ε та коефіцієнта привибійної закупорки Кз:
Оскільки значення коефіцієнта закупорки Кз=0,476<0,6, то можна вважати, що проникність порід у привибійній зоні краща, ніж у віддаленій частині пласта.
Таблиця 6.1 - Варіанти завдань
|
№ варіанта |
№ Точок |
t, хв.. |
pt, 106 Па |
T, хв. pm, 106 Па Qm, м3/c |
Результати розрахунків |
|
1 |
1 2 3 4 5 6 |
30 25 20 15 10 5 |
15,270 15,178 15,042 14,850 14,594 14,064 |
T= 47 pm = 13,9 Qm = 0,683 |
pпл= b= а= Kз= ε= |
|
2 |
1 2 3 4 5 6 |
30 25 20 15 10 5 |
16,748 16,716 16,675 16,619 16,535 16,385 |
T =30 pm =16,045 Qm = 0,001284 |
pпл= b= а= Kз= ε= |
|
3 |
1 2 3 4 5 6 |
36 33 30 27 24 21 |
19,2 19,1 19,0 18,9 18,8 18,7 |
T =15 pm =13,3 Qm =0,00405 |
pпл= b= а= Kз= Ε= |
|
4 |
1 2 3 4 5 6 |
18 15 12 9 6 3 |
18,6 18,4 18,1 17,4 16,2 15,2 |
T =15 pm =12,0 Qm =0,032 |
pпл= b= а= Kз= Ε= |
|
5 |
1 2 3 4 5 |
60 53 47 42 30 |
18,40 18,31 18,24 18,08 17,76 |
T = 47 pm =6,65 Qm =0,00267 |
pпл= b= а= Kз= ε= |
Продовження таблиці 6.1
|
№ варіанта |
№ точок |
t, хв. |
pt, 106 Па |
T, хв. pm, 106 Па Qm, м3/c |
Результати розрахунків |
|
6 |
1 2 3 4 5 |
30 25 20 15 10 |
17,40 17,35 17,30 17,20 16,40 |
T= 60 pm=9,05 Qm= 0,051 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
7 |
1 2 3 4 5 |
80 75 70 65 60 |
43,32 43.27 43,20 43,10 42,8 |
T= 60 pm=24,2 Qm= 0,000127 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
8 |
1 2 3 4 5 |
60 54 48 44 40 |
57,6 57,5 57,4 57,3 57,2 |
T= 80 pm=54,3 Qm= 0,00083 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
9 |
1 2 3 4 5 |
32 28 26 24 22 |
50,9 50,8 50,5 50,2 50,0 |
T= 45 pm=40,1 Qm= 0,0021 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
10 |
1 2 3 4 5 6 |
60 54 48 44 40 36 |
51,6 51,5 51,4 51,3 51,2 51,0 |
T = 90 pm=44,2 Qm=0,00082 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
Продовження таблиці 6.1
|
№ варіанта |
№ точок |
t, хв. |
pt, 106 Па |
T, хв. pm, 106 Па Qm, м3/c |
Результати розрахунків |
|
11 |
1 2 3 4 5 6 |
32 28 24 20 16 12 |
50,9 50,8 50,6 49,9 49,0 48,0 |
T= 90 pm=45,0 Qm=0,0044 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
12 |
1 2 3 4 5 |
40 36 32 28 24 |
20,3 19,9 19,7 19,4 19,2 |
T= 50 pm=14,3 Qm=0,0042 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
13 |
1 2 3 4 5 |
30 25 20 15 10 |
14,409 14,289 13,750 13,062 12,059 |
T= 20 pm=10,0 Qm=0,0008 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
14 |
1 2 3 4 5 |
45 40 35 30 20 |
18,40 18,25 18,05 17,85 17,50 |
T= 65 pm=15,15 Qm=0,012 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
15 |
1 2 3 4 |
45 40 35 30 |
12,36 12,27 12,18 12,08 |
T= 65 pm=2,45 Qm=0,0005 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
Продовження таблиці 6.1
|
№ варіанта |
№ точок |
t, хв. |
pt, 106 Па |
T, хв. pm, 106 Па Qm, м3/c |
Результати розрахунків |
|
16 |
1 2 3 4 5 |
51 47 42 38 33 |
26,6 26,4 26,3 26,0 25,6 |
T=42 pm=21,2 Qm =0,006 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
17 |
1 2 3 4 5 |
65 61 56 52 47 |
31,2 31,0 30,8 30,5 30,2 |
T=17 pm=25,2 Qm=0,009 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
18 |
1 2 3 4 5 |
25 24 19 14 10 |
37,5 37,3 37,0 36,7 36,4 |
T=30 pm=21,9 Qm =0,0045 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
19 |
1 2 3 4 5 |
41 37 33 29 25 |
41,1 40,0 39,9 39,8 39,7 |
T=26 pm=30,2 Qm =0,003 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
20 |
1 2 3 4 5 |
22 18 14 10 6 |
16,2 16,0 15,8 15,6 15,4 |
T=40 pm=8,1 Qm=0,001 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
Закінчення таблиці 6.1
|
№ варіанта |
№ точок |
t, хв. |
pt, 106 Па |
T, хв. pm, 106 Па Qm, м3/c |
Результати розрахунків |
|
21 |
1 2 3 4 5 6 |
35 32 29 26 24 21 |
19,0 18,8 18,6 18,4 18,1 17,8 |
T=30 pm=11,9 Qm=0,0055 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
22 |
1 2 3 4 5 6 |
20 17 14 10 7 4 |
20,6 20,4 20,1 19,4 18,2 15,2 |
T=20 pm=13,9 Qm=0,004 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
|
23 |
1 2 3 4 5 6 |
34 29 24 19 14 9 |
25,27 25,178 25,042 24,850 24,594 24,064 |
T=20 pm=22,9 Qm=0,0683 |
pпл= b= a= Kз= ε= |
Перелік посилань на джерела
Булатов А.И., Пеньков А.И., Просёлков Ю.М. – Справочник по промывке скважин.- М.: Недра, 1984. – 318 с.
Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра, 1987. – 373 с.
Коцкулич Я.С., Кочкодан Я.М. Буріння нафтових і газових свердловин. - Коломия: Вік, 1999. – 504 с.
Коцкулич Я.С., Тищенко О.В. Закінчування свердловин – Київ, ІНТЕРПРЕС”ЛТД”, 2004. – 365 с.
Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам.- М.: Недра, 1979. – 280 с.
Цементи тампонажні. - ДСТУ Б В.2.7 – 88 – 99. – Київ, 1999. – 52 с.
Рисунок 2.3 – Прилад СНС-2
Рисунок 2.2 – Віскозиметр ВП-5
Рисунок 2.4 – Прилад ВМ-6
Рисунок 2.5 – Прилад Віка
Рисунок 2.6 – Відстійник ВМ-2
а – гідромоніторне долото з відкритою опорою;
б – гідромоніторне долото з герметизованою опорою;
А-А – промивальний отвір із соплом (насадкою).
Рисунок 1.1 – Тришарошкове долото
DPр
DPд
2ЗП
2ВП
2ВП
1ВП
2 цикл
1 цикл
11’
≈Pпл
≈Pпл
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
t,хв.
P,МПа
Рисунок 6.1 – Характерна діаграма кривих відновлення тисків з допомогою КВІ-2М-146
y
x=
px=15,224
пл=16,8
b=1,576 МПа